顾 晨，赵 瑜
(南京大学 环境学院，江苏 南京 210023)
中国持续的城市化和工业进程推动能源和电力需求在过去20 a中快速增长[1-2]。作为全球最大的煤炭生产国和消费国，中国一次能源和发电燃料结构长期以煤炭为主导。据英国石油公司(BP)2021年发布的世界能源统计回顾数据[3]显示，2020年中国煤炭消费总量为28.3亿t标准煤，占世界煤炭消费总量的50%左右；
国家统计局的数据表明，2020年煤电行业消耗了超过一半的中国煤炭产量。2000—2020年，国内生产总值(GDP)从9.9万亿到100.5万亿元人民币，年均增长12.4%[4]；
与此同时，燃煤电厂装机容量和消费的煤炭总量分别从2.4亿kW和5.3亿t增加至12.5亿kW和20.2亿t，年均增长率分别为8.8%和7.1% 。2017—2020年期间，煤电行业煤炭消耗开始逐渐放缓，年均增长速率下降至1.4%。反映出近年来中国在提高煤炭利用效率的贡献(与GDP增速相比)和减少煤炭消费总量的努力(与装机容量的增速相比)。作为发电的基础能源设施，电厂在燃煤过程中会排放大量的大气污染物，包括二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)和颗粒物(PM)等，导致区域大气污染和酸雨的形成[5]。根据对中国4个典型城市源解析研究，燃煤电厂排放对PM2.5质量浓度的贡献在3.0%～26.0%[6]；
在北京冬季重污染时段，燃煤电厂贡献值可高达58.2%[7]。不仅如此，燃煤电厂排放的大气污染物会通过长距离传输的形式进行迁移和扩散，在更大的时间和空间尺度上危害自然环境和人体健康，加剧由发电燃煤带来的空气污染问题[7]。例如，有研究认为来自东亚的大气污染物通过长距离传输跨越太平洋，促进美国西部地区臭氧(O3)质量浓度升高[8]。
为有效控制煤电行业大气污染物排放，改善环境空气质量，中国逐步更新和加严燃煤电厂大气污染物的排放标准，并采取了一系列措施提高能源利用效率和污染物去除水平。纯凝汽式高效大型煤粉锅炉，以及烟气脱硫(FGD)、选择性催化还原(SCR)或选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝和静电/布袋除尘等先进末端控制技术被大量应用于燃煤机组。2015年，大型机组(≥600 MW)的装机容量占比从2000年的8.1%显著增加到45.5%，小规模机组(<100 MW)的装机容量占比从2000年的22.4%下降到6.9%；
安装FGD和SCR/SNCR的燃煤机组比例分别达到了95.6% 和84.2%，除尘器平均效率达到99.8%以上[9-11]。同年，中国发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，作为中国大气清洁行动计划的重要部分。在国家政策的推动下，中国煤电行业的能源利用效率进一步提升，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗由2015年的315 g/(kW·h)(标准煤)下降到2020年的310 g/(kW·h)(标准煤)，PM，SO2和NOx的排放质量浓度分别不高于10，35和50 mg/m3[12-14]。国内已有许多研究者针对上述控制措施与中国推行的清洁空气行动计划展开评估，认为有效的政策制定、严格的排放标准和先进的控制技术推动了燃煤电厂污染物减排，对改善环境空气质量起到了积极作用[15-16]。
准确、可靠的大气污染物排放资料有助于确定污染源特征并支持相关政策制定。
尽管近年来燃煤电厂在节能减排和污染治理方面取得了显著的成效，但当前大气污染物的平均排放水平与发达国家仍存在较大的差距，同时面临低碳发展的重大挑战。因此，准确掌握燃煤电厂排放的历史演变特征，进而提出更加严格的、明确的污染控制措施和能源结构调整目标，能够为实现煤电行业减污降碳、协同增效目标提供重要科学依据。本研究总结了中国燃煤电厂污染控制和排放标准的发展历程，综述了燃煤电厂大气污染物排放估算方法和结果的主要进展，旨在整体评价中国燃煤电厂大气污染物排放特征及其驱动因素，从而为未来大气污染综合防治政策的制定提供参考。
根据大气污染物排放标准与相关政策文件的发布日期，本文将燃煤电厂的控制历程划分为4个阶段，分别为2005年之前、2005—2011年、2012—2014年和2015年至今。4个阶段具体执行的排放标准与相关政策如图1所示。
图1 中国燃煤电厂4个阶段的大气污染物控制相关政策与排放标准Fig.1 Air pollutant control policies and emission standards for the four stages of coal-fired power plants in China
第1阶段：早在1973年，中国颁布GBJ 4—1973《工业“三废”排放试行标准》，首次以国家标准的方式对燃煤电厂大气污染物排放提出限值要求，对烟尘和SO2的排放速率和烟囱高度提出了具体要求。1991年，颁布GB 13223—1991《燃煤电厂大气污染物排放标准》，针对不同类型的除尘设施和相应燃煤灰分制定不同的排放标准限值；
1996年该标准重新修订颁布，更名为GB 13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》，首次增加NOx为污染物，并要求燃煤电厂开始使用脱硫设施。在这一时期经济快速发展，对大气污染物的管控相对宽松，最具有代表性的政策是“两控区”(酸雨控制区和SO2控制区)划分，通过换烧低硫煤、关停小机组和降低煤耗等综合性措施降低管控区域内的SO2排放。
随着以SO2排放导致大气环境问题凸显，第2阶段开始执行更为严格的GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》，SO2和PM的排放限值显著下降，燃煤机组最严格质量浓度限值要求分别从1 200 mg/m3和200 mg/m3下降至400 mg/m3和50 mg/m3。同时，设定了SO2排放总量控制目标，要求“十一五”(2006—2010年)期间全国SO2排放总量下降10%以上。煤电行业成为大气污染控制主要对象，所有新建纯凝汽式发电机组容量需在300 MW以上，同时关停累计50 GW以上的落后低能效机组；
提出了煤电行业全面脱硫要求，所有新建燃煤电厂和大量在用电厂需安装并投运FGD。上述总量控制措施使得SO2污染问题得到一定程度的改善[17]。
随着以污染物二次转化与生成为特征的区域复合污染日益严重，第3阶段执行的GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》标准大幅度收紧了SO2、NOx和PM排放限值(低于欧、美等发达国家和地区)，成为世界最严格的火电厂排放标准之一。在对SO2排放总量提出继续下降要求(“十二五”期间(2011—2015年)减少8%)同时，首次提出全国NOx总量控制目标，要求“十二五”期间减排10%，并针对重点地区制定特别排放限值。SCR技术在此阶段大量应用于燃煤电厂。
第4阶段，随着中国燃煤电厂装机容量和发电量的持续增加，为进一步改善环境空气质量，我国颁布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求燃煤机组排放水平达到燃气机组的标准(PM，SO2和NOx的烟气排放质量浓度分别不高于10，35和50 mg/m3)，推动对脱硫、脱硝以及除尘等末端控制技术进行超低排放改造，实现大气污染物排放的进一步下降。全国超低排放煤电机组的装机容量从2013年的0增加到2021年的11.1亿kW，约占全国煤电总装机容量的89%。
大气污染物排放清单是研究大气污染问题的重要基础资料，在厘清污染成因来源、识别重点污染源与关键污染物、设计污染防治方案时均需要详细的排放清单作为依据。由于燃煤电厂对人为源排放以及空气质量的重要贡献，其排放特征受到了国内外科研工作者们的广泛关注，在全球或区域的排放清单编制时，一般将燃煤电厂作为独立的一类行业来研究。近年来，随着数据公开度的提高和排放清单编制方法的进步，煤电行业排放清单的准确性和时空精细程度都有了显著的提升。
我国早期的排放清单主要用于对污染物总量控制提供参考，排放数据来源于《中国环境统计年报》[18]，包含重点排污企业的基本情况、废气排放情况以及环境污染治理投资等信息。燃煤电厂大气污染物排放量基于活动水平(一般为燃料消耗量)和平均排放因子(单位活动水平的污染物排放强度)进行估算，空间尺度一般为国家级或省级。该方法忽略了锅炉类型、燃烧器布置形式、燃烧条件和燃料品质等重要因素对排放水平的影响，也较少考虑能源效率提升和末端控制技术的进步对排放因子的影响[18-21]。随着方法学的改进，研究者逐步发展了基于技术的“自下而上”排放清单编制方法，即排放量基于不同技术类型的电厂分别计算，再加和至整个行业。该方法通常以省、市为基本地区单元，根据当时正在执行的排放标准限值和有限的排放特征现场测试数据，确定不同锅炉、燃料和控制技术类型对排放的影响，并考虑上述信息的时间演替过程，建立包含年际变化的动态排放因子，一定程度上克服了使用行业平均排放因子法带来的弊端，能够更加准确反映出燃煤电厂的排放变化趋势，降低排放量估算结果的不确定性[22-26]。
随着企业级电厂数据库的建立和完善，燃煤电厂的地理位置、煤炭消耗、锅炉类型、燃料品质、末端控制技术去除效率等排放量计算关键信息的可获取性逐渐提高。研究者发展了“基于机组/发电设备”的煤电行业排放清单编制技术方法，将以往行业级排放表征精细程度大幅度推进至企业级。在排放空间分配方面，也将以往基于人口、GDP等代用参数的分配方式加以优化，实现点源排放特征的精确分配。方法学的改进和数据获取瓶颈的突破进一步有效提升了燃煤电厂排放清单的可靠性、时空分辨率和对气候/空气质量模式的适用性[27-30]。
近年来，能源结构调整和超低排放改造政策的广泛实施使得燃煤电厂的排放水平与时空分布发生了较大变化，而受限于基础数据信息收集、整理的滞后性，以往排放清单方法对上述变化过程的表征有所欠缺。此外，重污染事件及公共卫生事件(如新冠疫情防控)的空气质量评估对于精确掌握短期内不同时段、工况下电厂排放情况提出了更高需求。随着应用于实时监测烟气中污染物浓度的连续在线监测系统(CEMS)在燃煤电厂中安装比例不断增加，CEMS数据的可靠性和公开程度逐渐提升，已成为污染预测预报、环境影响评价与排放达标状况分析等污染防治相关工作的重要依据。为提高燃煤电厂在排放因子、末端控制效率估算中的准确性，量化污染物排放的迅速变化，研究者开始发展基于CEMS数据搜集、筛选、检验和评估的煤电行业排放清单建立方法，利用出口烟气流量和污染物浓度估算排放量，实现更加精细的小时分辨率动态排放实施定量表征[31-35]。相关结果表明：基于CEMS估算的燃煤电厂污染物排放因子要明显低于以往“自下而上”排放清单编制中的参考值，反映了在超低排放限制要求下的煤电行业大气污染物控制成效。
除利用“自下而上”的方法来估算燃煤电厂排放外，在过去10 a中，卫星遥感数据产品的普及为大气污染物排放表征提供了“自上而下”的思路。卫星遥感观测弥补了传统地面监测范围小、成本高的缺点，能够在较大范围和长时间序列捕捉污染物在区域的分布；
基于卫星资料得到的对流层垂直柱浓度被认为是衡量污染物在大气中浓度水平的重要指标。由于卫星观测不能直接识别具体的污染来源，研究者们首先针对人为排放源结构相对简单、区域排放水平相对较低、靠近煤炭资源的地区(例如内蒙古)，利用卫星遥感识别单个大型电厂的运行状况和排放特征[36]。基于卫星观测柱质量浓度与“自下而上”排放清单中SO2/NOx排放量比值的一致性，利用卫星柱质量浓度的年际相对变化评估燃煤电厂末端控制技术运行效果。随着研究的深入，应用卫星对流层垂直柱质量浓度“自上而下”定量反演污染物排放水平的方法开始受到关注，例如，基于化学传输模式的逆向模拟考虑了大气污染物的水平传输与非线性大气化学反应机制，近年来得到不断改进和发展，应用较为广泛[37-42]。总体而言，卫星资料由于相对较高的时空分辨率和及时性，在帮助检验和减少“自下而上”排放清单中的不确定性，以及污染源控制与管理方面发挥了积极作用。如何提升卫星遥感对源类型识别的精细程度，以及减少其受气象条件影响而导致数据质量欠缺的问题，是当前研究面临的主要挑战。
3.1 基于“自下而上”方法的大气污染物排放量演变
过去20 a，国内外学者与研究机构将燃煤电厂作为单独的排放源，基于不同的方法和数据建立了一系列大气污染物排放清单。在这段时期内，燃煤电厂是中国SO2、NOx和一次细颗粒物(PM2.5)最重要人为排放源之一，而对部分其他大气污染物(例如CO和挥发性有机物)的排放贡献占比相对较低；
现行的火电厂排放标准中常规污染物也只包含了SO2、NOx和颗粒物。因此，以SO2、NOx和PM2.5三种污染物为对象，通过对比4个阶段各研究中大气污染物的排放总量与年际变化趋势，分析不同阶段中影响燃煤电厂排放的主要因素(图2)。
在国内外排放清单产品方面，选取了全球排放清单EDGAR(Emission Database for Global AtmosphericResearch)，亚洲排放清单REAS(Regional Emission Inventory in Asia)以及中国的多尺度排放清单MEIC(Multi-resolution Emission Inventory for China)；
同时选取了中国电力行业发展报告以及多篇具有代表性的研究工作成果[11,25,30-35,43-50]。其中，由于CEMS信息获取难度相对较大、数据庞杂对质控要求更高，近年来基于CEMS研究大多针对单一年份进行。由于在“自上而下”的方法学中，卫星反演的柱浓度无法直接区分出排放部门的变化，因此针对煤电行业排放的定量研究数量极少。
几乎所有的排放清单都反映了PM2.5排放趋势的一致性(图2(a))，即在第1阶段持续上升，在第2阶段中开始呈现下降趋势，并在2011年左右出现了新的峰值，随后在治理力度加大的控制下排放持续降低。相对于其他结果，亚洲排放清单REAS对中国煤电行业PM2.5排放估计较高，可能是由于缺乏高效除尘设施应用率和去除效率信息所致。大多数研究对SO2排放年际变化趋势的估计相似，大约在第2阶段初期(2005—2006年)达到峰值，随后开始下降(图2(b))；
NOx排放趋势同样显示出了较好的一致性，在第3阶段开始出现显著的下降(图2(c))。值得注意的是，全球排放清单EDGAR中，SO2和NOx中的排放趋势与其他研究结果明显不同，没有体现出近年来排放迅速下降的特点，这可能是由于EDGAR缺乏中国燃煤电厂脱硫和脱硝控制进展情况的信息。此外，基于CEMS的排放结果大部分低于“自下而上”的研究结果，主要是由于以往排放因子数据(较早国内外文献及现场测试数据)较少考虑超低排放改造对于排放的影响。
图2 不同研究对我国2000—2020年燃煤电厂PM2.5，SO2和NOx排放量的估计Fig.2 Estimates of PM2.5，SO2 and NOx emissions from coal-fired power plants in China from 2000 to 2020 by different studies
全国排放清单MEIC估计2000—2004年煤电行业排放PM2.5由113万t上升至140万t[45](REAS年排放估计较MEIC高12.1%～67.3%)。自GB 13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》。
颁布实施后，燃煤电厂原先普遍应用的旋风除尘器、文丘里水膜除尘器与斜棒栅除尘器等因其除尘效率低，无法达到排放标准而遭到淘汰，高效静电除尘器开始得到广泛应用，1998年全国燃煤机组安装ESP的比例超过75%[51]，除尘效率达到97%以上。但由于发电量的增加，PM2.5排放在第1阶段仍呈缓慢增长趋势。随着第2阶段GB 13223—2003标准中烟尘排放限值的加严，燃煤电厂的先进除尘技术进入快速规模化应用时期，促进了PM2.5排放下降。电除尘器在燃煤电厂的应用在2010年前后达到峰值，占全国煤电机组的95%；
同时电袋复合除尘和袋式除尘技术不断改进。同时，“十一五”期间关停落后机组等措施也限制了污染物的排放。基于机组的排放清单结果表明，2010年全国煤电行业PM2.5年排放量65万～83万t，相较2005年下降5.7%～53.6%[28-30,47,50]。2010年之后的第3，4阶段，中国煤电行业的除尘技术形成了以高效电除尘器、电袋复合除尘器和袋式除尘器为主的格局，2015年安装比例分别占全国煤电机组的68.3%，8.4%和23.3%；
超低排放改造全面实施后，PM2.5排放量进一步下降，2020年MEIC排放清单中煤电行业PM2.5排放量约为20万t，相较于历史最高水平2004年下降85.7%[45]。CEMS信息能够较好的反映超低排放改造成效(2019年燃煤电厂排放烟气污染物小时平均质量浓度达标率达97.7%)，基于CEMS数据，2014—2017年燃煤电厂PM2.5年排放量下降73.1%，与MEIC结果相比减少31.6%～80.0%[33-34]。
对于煤电行业SO2排放，第1阶段污染防治政策和排放标准执行相对宽松，例如在GB 13223—1996标准(具体限值如图1所示)要求下，全国大部分电厂无需安装FGD即可排放达标；
截至2003年，全国FGD机组装机容量仅占全国总量的4.5%。煤电行业煤炭消耗量的快速增加导致第1阶段SO2排放显著上升，大量研究结果表明，“十五”期间(2000—2005年)煤电行业SO2年排放量由810万～1 080万t上升至1 300万～1 840万t[11,30,45,50]。第2阶段，中国燃煤电厂的烟气脱硫进入了快速发展阶段，石灰石-石膏湿法等FGD技术得以广泛应用。据统计，2009年全国烟气脱硫装置的装机容量占比增加到71.0%(4.6亿kW)，国家通过调整脱硫电价的方式对安装FGD设施的电厂进行财政补贴，为脱硫提供市场激励政策。燃煤电厂SO2排放量迅速下降，部分研究计算2010年排放量730万～930万t，已低于2000年的水平。但在此期间，存在FGD投运成本较高、脱硫监管力度不足等问题，部分电厂FGD并未全时满负荷运行，削弱了污染控制成效[52-53]。第3阶段和第4阶段，随着GB 13223—2011和超低排放限值的执行，所有燃煤机组要求必须安装脱硫设施，综合脱硫效率达到85%以上。以MEIC结果为例，2015和2020年煤电行业SO2排放量分别为390万和120万t，较2010年减少49.4%和84.4%。基于CEMS数据，2014—2017年燃煤电厂SO2平均排放因子为0.01～2.60 kg/t(标准煤)，3 a间年排放量下降65.2%；
与 MEIC结果相比，年排放量减少13.8%～69.5%[30-34]。
中国对于NOx控制落后于SO2。虽然早在20世纪80年代就开始应用锅炉低NOx燃烧器(LNB)，但2011年之前相对宽松的排放标准并未强制煤电行业应用烟气脱硝设施。截至2011年初，全国仅有200余燃煤机组配置和运行了烟气脱硝装置，所占装机容量比例仅为14%。现场测试结果表明，在未使用烟气脱硝情况下，煤粉炉NOx排放因子受装机容量、燃料类型和燃烧器布置方式影响较大，平均值大体在4.0～11.0 kg/t(标准煤)；
其中，LNB技术对NOx实际去除率仅为40%左右[54]。由于燃煤过程中排放的大量NOx属于热力型(即由空气中N2和O2反应生成)，第2阶段燃煤效率的提升对于NOx排放控制的作用并不明显，NOx排放随火力发电量上升而迅速增加[55]。不同研究结果表明，2000—2011年煤电行业NOx排放量由340万～470万t增加至950万～1 130万t。“十二五”规划首次对NOx提出了全国排放总量削减10%的要求，规定现役机组全部进行低氮燃烧改造，装机容量大于300 MW的燃煤机组必须安装脱硝装置。燃煤机组脱硝技术形成了煤粉炉以LNB+SCR为主、循环流化床锅炉以LNB+SNCR为主的格局；
2014年燃煤机组烟气脱硝装置的安装比例上升至83.2%[45]。大量研究表明，煤电行业NOx排放在2011年出现拐点；
MEIC和REAS排放清单分别估计2015年排放量较2010年下降了31.2%和41.1%，达到680万和510万t。2015年后，随着超低排放改造的推进，煤电行业NOx排放量持续降低，MEIC排放清单中2020年排放量下降至370万t，较2015年减少26.5%[45]。基于CEMS数据，2014—2017年燃煤电厂NOx平均排放因子为0.03～2.80 kg/t(标准煤)，3 a间排放量下降了59.5%；
与MEIC结果相比，年排放量减少24.0%～79.6%[33-34]。
我国西电东送的国家战略规划将不同省份划分为东部发达地区(包括北京、天津、河北、上海、江苏、安徽、浙江和广东；
西部包括**、西藏、青海、甘肃、宁夏、内蒙古、陕西、山西、四川、贵州、云南、广西)和西部能源供应地区，其中西部能源供应地区主要包括**、西藏、青海、甘肃、宁夏、内蒙古、陕西、山西、四川、贵州、云南、广西12个省份/自治区，东部发达地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、安徽、浙江和广东8个省份/直辖市。
MEIC排放清单结果表明，2000—2020年，东部发达地区煤电行业PM2.5，SO2和NOx排放占比分别由32.2%，29.2%，38.3%下降至27.0%，16.0%，29.5%，而西部能源供应地区相应占比分别由26.4%，36.8%，25.7%提升至34.8%，54.0%，36.2%(图3)。这一结果反映了我国煤电行业产能与污染物排放地区分布的时间变化过程，一方面揭示其逐渐由高电力需求区域向高能源富集区域转移的特征，另一方面也体现了我国东部大气污染相对严重地区的煤电行业排放控制成效。
图3 西电东送战略涉及东、西部省级行政区煤电SO2， NOx和PM2.5排放占比(数据来源于MEIC)Fig.3 Fractions of SO2，NOx and PM2.5 emissions of coal-fired power plants by eastern and western provincial-level administrative regions involved in the West-to-East Power Transmission Project for typical years (Data source：MEIC)
2000—2020年间，我国电力行业大气污染物排放量占全国人为源总排放量呈先上升后下降的趋势。MEIC数据结果表明，2020年电力行业PM2.5，SO2和NOx排放量占人为源总排放比例分别为3.4%，15.4%和18.9%，显著低于历史最高水平(2004年的10.9%，53.1%和34.5%，图4(a))。当前，我国提出“碳达峰、碳中和”目标，对煤电行业清洁化和低碳化水平提出了更高要求。2000—2020年，我国煤炭发电量占比由82.3%下降至71.2%，但与欧美等发达国家相比，煤电的占比仍相对较高。未来我国新能源的装机容量比重将不断提升，2060年预计将达到93.6%(图4(b))[3,13,59]。可以预见，煤电行业大气污染物的排放量及其占比将会持续减少。
图4 煤电排放的污染物占全行业排放的比例及不同来源的发电装机容量占比Fig.4 Proportions of air pollutants emissions from coal-fired power plants to total anthropogenic emissions and proportion of installed capacity by primary energy type in China
3.2 基于“自上而下”的燃煤电厂排放特征
基于“自上而下”方法发展起步较晚，在第2阶段(污染缓和阶段)的中后期开始逐步应用于煤电行业大气污染物排放的研究中，通常是通过卫星柱质量浓度的变化来反映或检验燃煤电厂排放变化，或结合化学传输模式量化典型污染物(主要是NOx和SO2)的排放水平。早期的研究中，ZHANG等通过对比发现“自下而上”的NOx排放和基于卫星的NO2柱质量浓度在时间演变和空间分布上表现出广泛的一致性[57]，进一步证实了来自美国宇航局Aura卫星上的臭氧检测仪(OMI)能够在我国偏远地区识别新建设的大型燃煤电厂排放[23]。类似地，WANG等在随后研究中发现在NOx排放源干扰较少的情况下，OMI具有追踪燃煤电厂NOx变化的能力；
并结合大气化学传输模式GEOS-Chem，发现2007 年内蒙古和华北地区新建电厂分别贡献了当年平均NO2柱质量浓度的18.5%和10.0%[40]。随着研究的深入，WANG等和LIU等分别基于OMI观测的SO2与NO2柱质量浓度，应用改进的高斯模型对全国26家电厂周围的SO2排放量，以及全国48个城市的NOx排放进行了定量评估。结果表明2005—2012年间全国燃煤电厂的平均SO2去除效率(56.0% ) 大大低于这 26 家发电厂的官方报告 (74.6%)，说明早期较为薄弱的监管使得中国燃煤机组运行FGD带来的SO2实际减排量低于预期[41]；
NOx排放量在2005—2011年和2011—2015年分别增加了52%和下降了21%，且2011年后排放的下降主要归因于火电行业的减排[37]。除了应用于燃煤电厂大气污染物排放变化与定量的研究，卫星数据也被用于检验和评估燃煤电厂中CEMS监测数据的可靠性与准确性。Karplus等发现，在执行GB 13223—2011标准后，CEMS和卫星数据均显示SO2的排放质量浓度呈下降趋势，但卫星数据估计的降幅小于CEMS的降幅，且部分地区卫星数据显示燃煤电厂SO2排放浓度并未有大幅下降[58]。因此，该研究建议在执行标准同时，建立健全鼓励机制，督促电厂上报精确完整的排放数据，并给予电厂更多调整的时间。在最近的一项研究中，ZHENG等构建了融合卫星遥感观测资料和“自下而上”排放源信息的动态排放反演技术，通过卫星柱质量浓度校正“自下而上”NOx排放清单的部门分布，结果表明2019年NOx排放下降主要是受火电和工业行业驱动[59]。
煤电是煤炭消耗量和大气污染物产生量最大的行业。为遏制污染物排放，我国在过去20 a实施日益严格的排放标准和控制政策，不断推动发电效率的提升和末端控制技术的进步。目前我国燃煤电厂烟气治理水平技术处于世界领先水平，三大常规污染物(PM2.5，SO2和NOx)排放量稳步下降，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。2000—2020年，煤电行业PM2.5排放由百万吨级下降至十万吨级，SO2和NOx排放由千万吨级下降至百万吨级。未来在提高非化石能源利用占比的同时，应进一步推动煤炭发电清洁化和低碳化，充分发挥其在电力安全和供应保障中的基础性作用。一方面，持续强化煤炭清洁利用和提升煤炭燃烧效率，优化完善尘、硫、氮、汞多污染物协同高效净化技术；
另一方面，研发可靠、安全的碳捕集、利用和封存(Carbon capture，usage and storage)技术并推动其广泛应用。通过上述措施，持续降低大气污染物和温室气体排放强度，实现减污降碳、协同增效目标。